ing. carlos fernando rodas empresa eléctrica de guatemala...

Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo

Ing. Carlos Fernando RodasEmpresa Eléctrica de Guatemala, S.A.

Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo

1896 - EEGSA - Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A.capital privado

1959 - INDE – Instituto Nacional deElectrificación entidad semi autónoma, descentralizada

Rectoría del Sub. SectorRegulaciónDespacho Económico

1972 - Gobierno compra 92 % de las acciones EEGSAcapital mixto

1998- Se privatiza el 80% de las acciones las cuales sonadquiridas a partir de 2010 por Empresas Publicas deMedellín.

Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo 3Cuernavaca, Morelos, México , 31 Marzo‐4 Abril


1996 Agentes del Mercado• INDE - Area rural• EEGSA - Area central

– Ambas con integración vertical y distribución• Empresas eléctricas municipales

- Distribución

1996 Mercado• Estructura monopólica regulada• Fuertemente politizado


• Amenaza de racionamientos de potencia yEnergía, falta de inversión.

• Falta de mantenimiento preventivo y correctivo

• Parque generador al límite de la seguridadoperativa

• Final del conflicto armado interno.


• Sobre carga en la infraestructura• Falta de estabilidad – continuos colapsos• Excesivas perdidas técnicas y no técnicas• Lenta respuesta a fallas y solicitudes de servicio• Deficiencias en facturación y control• Cobertura 52%


1. Ley General de Electricidad – nov. 1996• Creación CNEE – Comisión Nacional de Energía Eléctrica

2. Privatización EEGSA– Venta activos generación - agosto 1997– Venta 80 % acciones - julio 1998

3. INDE• Separación funciones - oct. 1997• Generación, transmisión, distribución• Creación empresas de distribución oct. 1998 DEORSA,

DEOCSA• Venta DEORSA y DEOCSA - dic. 1998• Generación y transmisión – el INDE queda como un operador

más

Creación del Administrador del Mercado Mayorista


• Optimizar el crecimiento del sub sector eléctrico

• Satisfacer las necesidades sociales y productivas de la población

• Estabilizar las normas jurídicas para– Participación de inversionistas– Protección al consumidor

• Fronteras abiertas• Mercado de costos• Planificación indicativa


• Derechos y obligaciones por acuerdo de partes.

Mercado LibreMercado Regulado

Usuarios con una demanda menor a 100 kW

Usuarios con una demanda mayor a 100 kW.

Libertad de Mercado

SNI

Regulación

• Riesgo• Precios Competitivos

• Seguridad en el suministro

• Inversión Garantizada

• Derechos y obligaciones por Ley.• Precios Regulados


MEM - Ministerio de Energía y Minas – políticas

CNEE - Comisión Nacional de Energía Eléctrica- Órgano técnico con independencia funcional

- Regulación

AMM - Mercado Mayorista- Operador del sistema eléctrico

Agentes del Mercado Mayorista- Generadores, transportistas y distribuidoras- Comercializadoras (exportadoras) y grandes usuarios


MARCO INSTITUCIONAL

AGENTES43 GENERADORES 8 TRANSPORTISTAS 19 DISTRIBUIDORAS

22 COMERCIALIZADORES 891 GRANDES USUARIOS


1. Ley general de electricidad2. CNEE – resoluciones3. Reglamento de la LGE4. Reglamento del AMM5. Normativa AMM6. Ley de tarifa social


• Errores cometidos

– Los costos de transición pudieron minimizarse comprando los contratos, pre-existentes con fondos de la privatización – no se hizo

– Costos de transición cargados solamente al sector regulado

– Limite para ser gran usuario muy bajo – planificado 1,000 kW– implementado 100 kW– Fuga de clientes a tarifa libre– Sobre contratación EEGSA


• Ley de tarifa social – enero 2001proyecto: subsidio clientes con consumo hasta 100 kWh-mes.implementado: subsidio clientes con consumo hasta 300 kWh-mes

• Renegociación de contratosrebajas de impacto coyuntural a cambio de prórroga de 5 años (hasta 2013).

• Sobre contratación parcialmente cargada a segmentos del mercado que estaban libres


• Se incremento la fuga de clientes– Dividen contadores para optar a tarifa social.– Juntan contadores para ser grandes usuarios.

• Sobre contratación aumentó

• Se prolongaron los costos de transición.

• Se desincentiva la inversión en generación

• Se retarda el acceso a nueva tecnología

Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo 16Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo

•Derechos y obligaciones por acuerdo de partes.

Mercado LibreMercado Regulado

Usuarios con una demanda menor a 100 kW

Usuarios con una demanda mayor a 100 kW.

Libertad de Mercado

SNI

Regulación• Riesgo• Precios Competitivos• Seguridad en el suministro

• Inversión Garantizada

• Derechos y obligaciones por Ley.• Precios Regulados

Desequilibrio

Tarifa Social:Consumo hasta300kWh‐mes


• Productos que se transan en el Mercado Mayorista – a. Energía

• i. Contratos en el Mercado a Término • ii. Mercado Spot como mecanismo de cierre para la

energía • iii. Energía para servicios complementarios • iv. Exportaciones de energía

– b. Potencia • i. Contratos en el Mercado a Término • ii. Contratos de respaldo de potencia • iii. Potencia para servicios complementarios • iv. Desvíos de Potencia como mecanismo de cierre

para la potencia


• c. Peajes – i. Peaje Principal – ii. Peaje Secundario – iii. Peaje en Función de Transportista

• d. Servicios Complementarios – i. Reserva Rápida – ii. Reserva Rodante Regulante– iii. Reserva Rodante Operativa – iv. Demanda Interrumpible – v. Arranque en Negro


• 3. Despacho económico – a. Costos Variables

• i. Generadores Renovables • ii. Generadores Térmicos • iiiPost Despachos

• 4. Mercado Spot – a. Concepto del Mercado Spot – b. Formación del Precio Spot – c. Liquidación de la energía en el Mercado Spot


• Es difícil prever la evolución deprecios de los combustibles en ellargo plazo, sin embargo lastendencias son a un incrementomuy marginal de su precio,principalmente por la reducción dela demanda de carbón, impulsadapor la sustitución de plantas a gasnatural en Estados Unidos y unagran oferta de este combustible, elcual desafortunadamente noestará accesible a precioscompetitivos en Guatemala amenos que se complete ungasoducto con el norte, lo cual nose prevé antes del año 2020.


• Distribución – a. Valor Agregado de Distribución VAD – b. Régimen de Calidad – c. Estructuras tarifarias

• Transmisión – a. Costo Anual del Transporte CAT – b. Régimen de Calidad – c. Peajes


• Interconecta la Generación con Grandes Centros de Demanda (Ciudades).• El Sistema de Transmisión de Guatemala, posee voltajes superiores a 60 mil

voltios.• Existen 8 Empresas Transmisoras en Guatemala y un total de 5,122 Km.

2,717.01

399.07

1,935.69

71.150

500

1000

1500

2000

2500

3000

69 kV 138 kV 230 kV 400 kV

Kilómetros de Líneas


• El Sistema de Distribución de Guatemala, posee voltajes inferiores a 34,500 voltios y un total de 39,845 Km de red.

• Existen 19 Empresas de Distribución, de las cuales 16 son Empresas Eléctricas Municipales (EEM’S) y representan el 7.45 % del total de usuarios.

• Las Empresas EEGSA, DEOCSA y DEORSA representan el 92.55 % del total de usuarios.

0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

EEGSA DEOCSA DEORSA EEMS

Usuarios del Servicio de Distribución al 2014

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Evolución de usuarios del Servicio de Distribución

EEGSA DEOCSA DEORSA


Área de Cobertura

Guatemala,Escuintla y

Sacatepéquez

Usuarios 1,056,000

Oficinas Comerciales

11 en toda el área de cobertura

Kilómetros de Red 14,000


Más cerca de nuestros clientescon tecnología e innovación

Más de 1 millón de clientes


Normativa de Calidad NTSD

• Etapas• Preliminar (1998)• Prueba (hasta junio

1999)• Transición (hasta junio

2000)• Régimen (desde 1 de

julio 2000)Mes 13 de etapa de régimen entran FIU Y TIU para todos.

• Obligaciones del Distribuidor

• Sistema de medición y control de la calidad del servicio.

• Sistema de control e identificación de usuarios


ALCANCE

a) Calidad del producto:– Regulación de tensión– Desbalance de tensión– Distorsión armónica (tensión y corriente)– Flicker

b) Calidad del servicio técnico:– Interrupciones.– Calidad del servicio comercial


Calidad del producto

• 1) Regulación de tensión.a) Baja tensión: 1medición/5000 usuariosaprx. 124 mediciones/mes, de 7 dias de duración, registros c/15 minutos.

b) Media tensión: 1 medición/25 usuariosAprox. 16 mediciones/mes, igual rango.


Regulación de tensión: tolerancias

Urbano Rural• Baja Tension 8% 10%• Media Tensión 6% 7%• Alta Tensión 5%• “La EE es de mala calidad si se excede la tolerancia más del 5% del tiempo que dure la medición”

• Sorteo de puntos a partir del 1 Nov 2001.• Indemnizaciones: individual y global (semestral) por 10 veces el valor de la energia “mala calidad”.


Calidad del producto

• 2) Desbalance de tensión.• 1 medición/25 usuarios, aprox 16/mes• Mismos rangos e igual equipo.• Tolerancias:• BT Y MT 3%• AT 1%


Calidad el producto

• 3) Distorsión Armónica.En corriente y Tensión. 4 mediciones por mes.

• 4) Flicker del usuario y de EEGSA4 mediciones por mes.

• Equipo: ACE4000 Rochester.


Calidad del Servicio Interrupciones

• Hasta el 1 de julio 2001Índices Globales TTIK Y FMIK

• A partir del 1 de julio del 2001Índices Individuales TIU y FIU para los 1.1M clientes.Tolerancias semestrales:

FIU(veces) TIU(horas)Urb Rural Urb Rural

Baja Tensión 6 8 12 14Media Tensión 4 6 8 10Alta Tensión 3 6


• Incorporación de energías renovables distribuidas, principalmente solarfotovoltaica, viento, biomasa, hidroelectricidad, cuya disponibilidad no serádependiente de la demanda y requiere gestión para su uso eficiente yeconómico, reducción de pérdidas, máxima disponibilidad de redes.

• A la fecha se cuenta con GDRs conectados a redes de distribución,principalmente hidroeléctricos, con producción de unos 28GWh/año y masde 800 usuarios auto productores solares fotovoltaicos, bajo esquemaenergético de “net-metering” y reconocimiento tarifario del valor dedistribución por la energía consumida. Desde el punto de vista de mediciónse utilizan equipos con medición de potencia y energía en dos cuadrantes yposibilidad de comunicación como un servicio a requerimiento.

• Eficiencia Energética, iluminación mas eficiente, energía térmica-solar,aire acondicionado térmico solar, transporte eléctrico, mayor uso de la redy mayores factores de carga en la misma.

• La previsión de generación comprometida abre la opción de ofertar tarifashorarias para incentivar el consumo en las horas de valle: VEs.


• Smart-Grid, optimización y gestión, el papel del distribuidor migrará amayor gestión de redes y recursos, optimización de recursos,almacenamiento, calidad del producto, servicios de información y con ellonuevos paradigmas tarifarios.

• Actualmente el 50% de la red de MT está automatizada a través de susinterruptores aunque la reconfiguración se efectúa en forma manual.

• Electrificación Rural y micro redes, grandes oportunidades para incluirsectores sin electrificación a través de micro redes (versión mas eficientede la “energía solar fotovoltaica” individual como solución deelectrificación), energías renovables distribuidas y gestión de micro redes.


• TDR’s emitidos por el Regulador.

• Balance adecuado de rentabilidad / riesgo.

• El esquema del Proceso facilita el financiamiento del proyecto y disminuye el riesgo de los financistas.

• Las Bases de Licitación presentan reglas simples y transparentes.

• Se tienen garantías y certeza jurídica.

• Los valores a ofertadosestán asociados a lainversión, la operación ymantenimiento de lacentral.

• Diseñado para atraer lamayor cantidad deOferentes y que seadjudique al que presenteel menor precio.

• Indexación de Precio de laPotencia.

• Contratos de Mercadoacorde a tecnologías.

• Se ha respetado lametodología de evaluación,creando así un estándar.


800 MW 600 MW 250 MW


o Contratación de Suministro de

o Potencia hasta por 800 MWo Las tres distribuidoras mas grandes de

Guatemala realizan un proceso de formaconjunta.

o El periodo de contratación es hasta por15 años (2015 – 2030)

o Serán adjudicados los oferentes queminimicen el costo de suministro delabastecimiento de las Distribuidoras.

o Participan todas las tecnologíasdisponibles, priorizando aquellas queutilizan energía primaria de los recursosrenovables, incluyendo GDRs.


CUOTAS DE CONTRATACION

MECANISMOS PARA GARANTIZAR ELCUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES

oGarantía Pre operativaoGarantía de sostenimiento de la Oferta

Causas para declarar desierto el Proceso deLicitación

oNinguno adquiera las Bases de LicitaciónoNo se presenten OfertasoTodas las ofertas hayan sido rechazadasoLos precios de todas las Ofertas no fuerancompetitivas en relación a las condicionesdel mercado previstas.


RESULTADOS• Se adjudican 197 MW a 16 plantas de tipo renovable de

donde 14 plantas son nuevas• No se adjudican ofertas no-renovables basadas en gas

natural, carbón y mixtas por los precios de potenciaofertados que exceden los valores estándar delmercado.

• Adjudica del resto de ofertas, las plantas cuyo promediode precio no rebasa el valor de la oferta virtual deUS$117.5/MWH (2015).


o Contratacion de Suministro de

o Potencia hasta por 600 MWo El periodo de contratacion es de 15 años

(2015 – 2030)o Aplica un procedimiento de ofertas

virtuales por tecnología y porcombustible que limitan los precios deacceso al modelo de optimización aaquellas ofertas que las superen.

o Seran adjudicados los oferentes queminimicen el costo de suministro delabastecimiento de las Distribuidoras.


RESULTADOS

• Se adjudican 426 MW a 40 Plantas de Generación• 63 Interesados adquirieron las bases de Licitación, de

los cuales 42 presentaron ofertas• Se ofertan mas de 1,100 Mw en este proceso de

licitación


Tipos de Plantas adjudicadas en la licitación:

o BUNKERo HIDRAULICAo GAS NATURALo SOLARo EOLICO

20

327

120

55

101

BUNKER AGUA GAS NATURAL SOLAR EOLICO

POTENCIA ADJUDICADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE (MW)


2009 2015

Fuente: AMM Fuente: EEGSA

Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo 50Cuernavaca, Morelos, México , 23 al 27 de Marzo 50

En el proceso de licitación de energía y potencia PEG-3-2013, recibió ofertastécnicas de los oferentes el día 30 de julio, se recibieron ofertas de 65 oferentestotalizando 98 centrales generadoras ofertadas en diferentes tecnologías y tipos decontratos.

El procedimiento de evaluación económica a través del proceso de rondas sucesivasy adjudicación se efectuó el 26 de agosto.Se encuentra en análisis determinar los potenciales sobre costos de asistir a esteevento acompañados de otras distribuidoras.


Resultaron adjudicados los siguientes generadores en la ronda numero 16, con unprecio medio a 2017 de $109.38/MWH y con los valores de potencia que seindican:


Los resultados finales de este proceso se pueden resumir en aquellos correspondientes a la ronda 16:


1 2 3

Adjudicados210 MW

Adjudicados421 MW

Adjudicados 250 MW en agosto

2014


1,635.9

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1,000.0

1,200.0

1,400.0

1,600.0

1,800.0

MW

Demanda Máxima

9272.8

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

GW

H

Consumo de Energía

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

(US$

/MW

h)

Precio Spot

91.5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Índice de Electrificación


• Aumento de la demanda• Cambios que benefician el ambiente• Desarrollo de energías renovables• Tecnología• Expansión del sector eléctrico• Captación de precios competitivos• Eficiencia energética


Fuente: http://www.state.gov/documents/organization/140007.pdf

0.26

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

TCO

2 pe

r cá

pita

Emisiones con la implementación del PEG Emisiones por mantener la matriz del año 2009

Fuente: nuevas oportunidades de Interconexión eléctrica en América Latina

Posibles escenarios para Guatemala

Posible escenario para la Región

Fuente: Plan de expansión del sistema de generación 2012-2026


08

10

082220 12

13

122620

Contratos Existentes

Estimación de Potencia por Contratar

‐ 100 200 300 400 500 600 700 800 900

1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800

MAY

‐2013

SEP‐2013

ENE‐2014

MAY

‐2014

SEP‐2014

ENE‐2015

MAY

‐2015

SEP‐2015

ENE‐2016

MAY

‐2016

SEP‐2016

ENE‐2017

MAY

‐2017

SEP‐2017

ENE‐2018

MAY

‐2018

SEP‐2018

ENE‐2019

MAY

‐2019

SEP‐2019

ENE‐2020

MAY

‐2020

SEP‐2020

ENE‐2021

MAY

‐2021

SEP‐2021

ENE‐2022

MAY

‐2022

SEP‐2022

ENE‐2023

MAY

‐2023

SEP‐2023

ENE‐2024

MAY

‐2024

SEP‐2024

ENE‐2025

MAY

‐2025

SEP‐2025

ENE‐2026

MAY

‐2026

SEP‐2026

ENE‐2027

MAY

‐2027

SEP‐2027

ENE‐2028

MAY

‐2028

SEP‐2028

ENE‐2029

MAY

‐2029

SEP‐2029

ENE‐2030

MW

200.0 MW

Licitaciones CORTO PLAZO

CONTRATOSCORTO PLAZO

LICITACIÓN ABIERTA 2008

619.0 MW

250.0 MW

Posible Licitación Abierta


TS / 320 MW

TS / 230 MW

TS / 90 MWTS / 44 MW

TS / 11 MW

TS / 197 MW

TS / 237 MW

TNS / 15 MW

TS / 5 MW

TNS / 233 MW

TS / 175 MWTS / 42 MW

2007

2008

2009

2010

2011

2012

LPLP

LPLP

LPLP


0

100

200

300

400

500

600

700

Hidráulica Eólica HidráulicaGDR

Solar Biomasa Carbón GasNatural

Bunker

MW

416 MW

INICIAN OPERACIÓN A PARTIR DE MAYO DE 2015 y 2017

942 MWRenovable NO Renovable

637

10173

8845

276

120

20


Tuvo por objeto construir la infraestructura de transmisión a un costo ofertado de US$ 370 millones, siendo parte del proyecto:

Diseño,

Construcción,

Constitución de las servidumbres,

SupervisiónOperación y mantenimiento por hasta 50 años

km de Líneas de 230 kV

S/E Nuevas

Ampliaciones o adecuaciones

845 12 15

Se adjudico al menor Canon Anual (US$32, 349,900) por la prestación del Serviciode Transporte de Energía Eléctrica.Servirá para viabilizar las nuevasinversiones en generación


Tuvo por objeto construir la infraestructura de transmisión a un costo ofertado de US$ 255 millones, siendo parte del proyecto:

Diseño,

Construcción,

Constitución de las servidumbres,

SupervisiónOperación y mantenimiento por hasta 50 años

km de Líneas S/E Nuevas Ampliaciones

546 21 19

El valor de Canon Anual adjudicado por laprestación del Servicio de Transporte de EnergíaEléctrica fue US$ 33, 278,153.Servirá para incrementar el índice deelectrificación, conectando a 2100 comunidadesno electrificadas..


• Las obras de transmisión aumentaránla confiabilidad y mejorarán la calidaddel suministro.

• Incentivarán las inversiones ennuevas centrales eléctricas degeneración, las cuales se encuentranalejadas de los centros de carga.

• El inversionista recupera la inversióna través de un valor de Canon Anual(15 años), dando certeza en larecuperación de la inversión.

• Posterior a la etapa de Canon, elinversionista recibe un valor depeaje aprobado por el Regulador.

• Las obras ya han sido declaradasparte del Sistema Principal oSecundario, lo cual da certeza.

• Se tienen garantías y se hafortalecido la certeza jurídica.


• MER e Interconexiones Extraregionales: El MER es unarealidad física desde 2013, sinembargo el retraso endeterminar políticas de accesode largo plazo al sistema detransporte centroamericano ycontratación de largo plazopueden retrasar la constituciónde un mercado operativo en alárea.

• Algunos factores que puedencatalizar ese proceso seríanlas licitaciones conjuntas entredistribuidorascentroamericanas, quepermitan dar mayor certeza ainversiones de carácterregional, que obliguen adeterminar compromisos detransporte de largo plazo y quefortalezcan un proceso decontratación de largo plazoregional.


• Las interconexiones extra regionales, puedensufrir el mismo proceso que la interconexiónbilateral Guatemala-México, donde no se haconseguido un acceso real al mercadocentroamericano por varias causas y eso mismopuede ocurrir en el caso Panamá-Colombia.

• La interconexión Guatemala-Belice parece unarealidad factible y aunque de poca capacidad detrasiego, puedo ayudar a fortalecer la red nacionaly permitir exportaciones en relativamente cortoplazo.


Exportaciones1045

Importaciones45

GuatemalaGWh

Exportaciones516

Importaciones900

El SalvadorGWh

Exportaciones838

Importaciones838

HondurasGWh

Exportaciones645

Importaciones614

NicaraguaGWh

Exportaciones549

Importaciones754

Costa RicaGWh

Exportaciones271

Importaciones358

PanamáGWh

ing. carlos fernando rodas empresa eléctrica de guatemala...

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